Projecto turbina Offshore

7/23/2019 Projecto turbina Offshore

http://slidepdf.com/reader/full/projecto-turbina-offshore 1/39

ESCOLA SUPERIOR NÁUTICA INFANTE D. HENRIQUE

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MARÍTIMA

ORGÃOS DE MÁQUINAS

ELEMENTOS DE PROJECTO

PARA

UMA TURBINA EÓLICA OFFSHORE

Bruno Madaleno -10652

Professor: Vítor Franco

ENIDH – 2014/2015



ORGÃOS DE MÁQUINAS ELEMENTOS DE PROJECTO PARA UMA TURBINA EÓLICA

O FFSHORE

ENIDH /DEM – LEMM 1

Índice

1.

Introdução ......................................................................................................................... 3

2. Estado da Arte nas Turbinas Offshore .............................................................................. 4

Etapas de um projecto de engenharia ...................................................................................... 4

Definição do problema ............................................................................................................ 5

3. Análise das estruturas de base duma turbina eólica .......................................................... 7

Base (Monopile) ...................................................................................................................... 7

Torre ...................................................................................................................................... 10

Outros componentes - Pás ..................................................................................................... 10

4. Cargas nas estruturas de base da turbina ......................................................................... 11

Momento flector Vante – Ré ................................................................................................. 11

Momento flector lateral ......................................................................................................... 11

Momento torsor ..................................................................................................................... 12

Escolha de materiais para torre e base ................................................................................... 12

Cálculo do Coeficiente de Segurança .................................................................................... 13

Corte A na torre ..................................................................................................................... 14

Corte B ................................................................................................................................... 17

5. Cálculo do factor de segurança em ligações aparafusadas ............................................. 18

6. Análise da soldadura dos anéis ....................................................................................... 20

7. Corrosão em turbinas offshore ........................................................................................ 23

8. Considerações finais ....................................................................................................... 27

Bibliografia ................................................................................................................................... 28

9. ANEXO 1 ........................................................................................................................ 31

10. ANEXO 2 ........................................................................................................................ 33

11. ANEXO 3 ........................................................................................................................ 35

12. ANEXO 4 ........................................................................................................................ 38




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Lista de Figuras

Figura 1 - Fases do projecto ........................................................................................................... 5

Figura 2- Evolução do tamanho do rotor ....................................................................................... 6

Figura 3 - tipos de base mais utilizados e Estrutura tipo monopile ................................................ 8

Figura 4- montagem do monopile .................................................................................................. 8

Figura 5 - Fixação da base monopile à estrutura de transição através de argamassa. .................... 9

Figura 6 - Processo de construção da torre .................................................................................. 10

Figura 7 - Momento flector Vante -Ré e lateral [7] ..................................................................... 12

Figura 8 - Locais críticos na Eólica, zonas de análise e principais dimensões ............................ 13

Figura 9 - Origem dos carregamentos a que a torre está sujeita .................................................. 14

Figura 10 - Dimensões típicas nos monopiles .............................................................................. 17

Figura 11 - Aspecto da flange interior em L ................................................................................ 18

Figura 12 - Tabela relativa às propriedades dos parafusos usados em turbinas [14] ................... 19

Figura 13 - Processo de soldadura por arco submerso na junção dos anéis ................................. 21

Figura 14 - Zona de soldadura na flange em pormenor ............................................................... 21 Figura 15 -Indicação da percentagem do material de base .......................................................... 22

Figura 16 - Zonas sensíveis à corrosão ........................................................................................ 24

Figura 17 - Tipos de incrustações e corrosão ............................................................................... 24

Lista de Tabelas

Tabela 1- lista de propriedades a ter em conta para o projecto ...................................................... 6

Tabela 2 -Características do modelo SWT 6.0-154 ....................................................................... 7

Tabela 3 - Propriedades mecânicas para um aço S355N [9] ........................................................ 13

Tabela 4 - Forças axiais em diferentes pontos da turbina ............................................................ 23

Tabela 5- revestimento aplicado em diferentes zonas das turbinas e tempo de vida ................... 25

Tabela 6 - para estruturas categoria C5-M ao ar livre .................................................................. 26

Tabela 7 - Sistemas de pintura para estruturas imersas ................................................................ 26

http://c/Documents%20and%20Settings/Admin/Desktop/PROJECTO%20ORG%C3%83OSvers3.docx%23_Toc422506677












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1. Introdução

As pesquisas efectuadas no campo das alterações climáticas e a progressiva consciência

ambiental tem vindo a impor nas diversas indústrias novas regulamentações. Esta tensão entre

limitações e produção levou a uma reorganização das empresas quanto à aquisição de máquinas

e estruturas, mas por outro desenvolveu novas oportunidades para o surgimento de empresas que

se dedicam ao sector das “energias verdes”. Vemos ainda que empresas tidas até então como

fontes de poluição1, lentamente introduzem no mercado novas tecnologias ligadas às energias

renováveis aproveitando o know how interno contribuindo para a sustentabilidade não só das

empresas, mas também do ambiente.

Existem diversas tecnologias emergentes e torna-se difícil prever a sua generalização, sãoexemplo a captura e armazenamento de carbono (CCS), a produção de energia através das ondas

e as turbinas eólicas offshore. Qualquer uma destas tecnologias apresenta grandes desafios na

fase de projecto, será então do nosso interesse acompanhar o seu desenvolvimento e com isso

aprofundar os temas leccionados.

Iremos acompanhar o desenvolvimento de uma turbina eólica offshore em particular a torre e as

estruturas de base.

O trabalho divide-se em duas partes. Na primeira iremos abordar as turbinas offshore em geral e

os aspectos relevantes a ter em conta na fase de projecto fazendo a ligação com a temática da

disciplina. Na segunda parte iremos centrar a nossa análise numa turbina em particular e

utilizando um método de reverse engineering 2 iremos através de alguns dados obtidos descobrir

os factores de segurança da eólica estudada. Este estudo será feito para uma análise das tensões,

para ligações aparafusadas e para soldadura.

1http://www.statoil.com/en/TechnologyInnovation/NewEnergy/RenewablePowerProduction/Offshore/Hywind/Pages/HywindPuttingWindPower ToTheTest.aspx?redirectShortUrl=http%3a%2f%2fwww.statoil.com%2fhywind2 «Reverse engineering is a process where an engineered artifact (such as a car, a jet engine, or a software program) is deconstructed in a waythat reveals its innermost details, such as its design and architecture.» [22]




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2. Estado da Arte nas Turbinas Offshore

Antes de entrarmos no tema das turbinas eólicas offshore importa fazer uma introdução às fases

de um projecto e as suas características. Ao longo do texto iremos conciliando o tema das

turbinas com as fases de projecto cobrindo grande parte das questões actuais relativas às

turbinas eólicas.

Etapas de um projecto de engenharia

A fase preliminar no projecto envolve o confronto com o problema específico que procuramos

resolver. A primeira fase consiste na identificação da necessidade, esta vem do confronto com

os problemas do dia a dia. Actualmente temos a necessidade de gerar energia de uma forma

sustentável. O mercado das turbinas eólicas é maioritariamente composto de turbinas onshore

mas em alguns casos estas apresentaram alguns inconvenientes de impacto ambiental, visual e

em termos de variabilidade do vento. Ainda assim era um problema para países onde não

existem zonas montanhosas e que apresentam elevada densidade populacional.

Numa segunda fase define-se o problema e é feita a especificação do objecto a ser projectado de

modo a perfazer as necessidades anteriormente descritas. Ao estarmos a definir já concretizamos

algumas características e limitações que o equipamento deve ter tendo em conta o ambiente aoperar, o custo, etc... Esta é uma fase em que a cada input corresponde a um output ou seja, para

uma determinada característica, como por exemplo a resistência à corrosão, corresponderá um

aumento do custo. É nesta fase do projecto que somos confrontados com alguns

constrangimentos relativos aos materiais e tamanhos disponíveis.

A fase seguinte procura sintetizar sendo posta em análise a viabilidade do projecto. Todas as

fases referidas estão interligadas pois a cada passo é necessário fazer uma reanálise às fases

anteriores. Por fim é feito um protótipo e realizados testes em laboratório.

Identificação do problema

No caso das eólicas offshore a primeira fase do projecto surgiu em países europeus com elevada

densidade populacional e sem regiões montanhosas em que existia uma elevada demanda por

energia aliada a pouca possibilidade de uso de tecnologia onshore. Estes países tentaram

responder a um problema e mais tarde se tornaram líderes neste tipo de tecnologia, sobretudo a

Dinamarca com a empresa Vestas. O conceito de turbina eólica offshore em águas profundas




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nasceu assim da necessidade de combinar a velocidade do vento que se faz sentir no ambiente

marítimo e evitar o impacto visual e sonoro que estas provocam em terra.

Na figura seguinte fazemos um resumo das etapas do projecto:

Figura 1 - Fases do projecto

Definição do problema

Colocado o problema, é necessário avançar para a segunda fase do projecto que é também a

mais longa. Temos nesta fase que constantemente relacionar um grande número de

características, elencando em tabela apenas os aspectos mais importantes.

Após a decisão de introduzir eólicas em meio marítimo seria necessário perceber qual a zona

mais favorável e que desafios implica em termos de engenharia. O avanço para águas profundas

foi gradual, antes foi necessário verificar em ambiente marítimo qual a zona onde os ventos são

mais favoráveis à produção de energia e fazer um balanço. Sabe-se que a 10 Km da costa existe

um incremento de 20% na velocidade, incremento este que é o cubo da velocidade o que nos

leva a concluir que teremos 70% de velocidade a mais do que em terra produzindo assim 50%

mais energia do que as turbinas em terra [1]. Chegados à conclusão de localização em ambiente

marítimo é necessário verificar em especifico em que profundidade, dado que para diferentes

Identificaçãoda

necessidade

•Estabelecer um problema a ser resolvido

Definiçãodo problema

•características, dimensões, espaço a ser ocupado, meio em que vai operar, expectativa devida, etc....

Síntese

•Performance do projecto

•Revisão

Análise eOptimização

•Processo de avaliação dos resultados análise e optmização e posterior reanálise.

Avaliação• teste de protótipo em laboratório




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profundidades teremos diferentes soluções. É feita uma divisão entre zona costeira com 5 a 30 m

de profundidade, transitional offshore entre 30-60m e por fim águas profundas com mais de

60m de profundidade [2].

Normalmente a altura da torre duma turbina eólica é igual ao diâmetro do rotor (figura 2) ou

ainda maior. Nesta situação é possível dimensionar a torre de forma a que a altura seja 75% do

diâmetro do rotor levando ao decréscimo dos custos de construção [1].

Outro factor para a escolha de águas profundas é o facto do vento offshore ter um escoamento

menos turbulento que em terra contribuindo para a longevidade da estrutura. Isto pode ser

explicado pelo facto de em terra podermos ter maiores diferenças de temperatura entre a

superfície terrestre e a do ar o que promove a turbulência do ar.

Funcionalidade Força/tensão custo controlo

Deformação/flexão/rigidez reciclabilidade vida útil propriedadestérmicas

Intensidade de Uso ruído peso fricção

corrosão design volume superfície

segurança forma lubrificação leabilidade

fiabilidade tamanho negociabilidade manutenção

fabricação utilidade

Tabela 1- lista de propriedades a ter em conta para o projecto

Figura 2- Evolução do tamanho do rotor




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3. Análise das estruturas de base duma turbina eólica

Iremos centrar agora a nossa análise numa turbina em particular. A turbina escolhida é fabricada

pela Siemens e é de momento uma das que apresenta maior diâmetro no rotor e por isso maiores

desafios de engenharia. Ao longo da definição do projecto iremos fazer referência a alguns

componentes que a constituem e faremos uma análise ao projecto do ponto de vista da disciplina

consultando as normas que regulam este tipo de construções.

As características gerais da turbina são apresentadas na seguinte tabela:

Base (Monopile)

No caso das turbinas offshore temos uma base que suporta todos os elementos no oceano e

possui a impulsão suficiente para suportar a estrutura. A forma da estrutura tem sido discutida,

no entanto não é propósito deste trabalho entrar nessa discussão.

São apresentadas na figura 3 os tipos mais utilizados, mas o que de entre todos é mais

consensual e utilizado nas turbinas da Siemens é o estilo monopile (figura 3).

Este tipo de estrutura consiste num pilar único que pode ser fixo no fundo do mar ou flutuante

no caso de águas mais profundas. A montagem consiste na instalação dum pilar que em seguida

é revestido por uma estrutura de transição fixada ao pilar através duma argamassa (Anexo 1). O

tratamento da superfície é feito inicialmente com tinta de zinco, depois com tinta anticorrosiva e

por fim é espalhada tinta epóxi sobre a estrutura desde o fundo até à zona de montagem da peça

de transição.

Manufacturer [-] SiemensModel SWT-6.0-154

Rated power [MW] 6.0 MWRotor diameter [m] 154Swept area [m2] 18600Hub height [m] 110Rotor/hub/nacelle mass [ton] 360Tower mass [ton] 400Diameter tower top [m] 4.0Diameter tower bottom [m] 5.6Cut out wind speed [m/s] 25moment (root) k.Nm 20.000

Tabela 2 -Características do modelo SWT 6.0-154




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Figura 3 - tipos de base mais utilizados e Estrutura tipo monopile

O processo de montagem destas estruturas consiste na elevação do pilar através de navios

especializados para o efeito, o pilar é colocado na posição vertical e de seguida um martelo

hidráulico fixa o pilar no fundo do mar [3]. A peça de transição só depois é colocada.

Segundo as normas que regulam as turbinas offshore [4] esta argamassa pode ter ou não o

auxílio de shear keys, mas o aumento no tamanho das novas turbinas e novas análises de fadiga

Figura 4- montagem do monopile




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demonstraram a necessidade de rearranjos na junção entre a base e a peça de transição 3. Com o

aumento do diâmetro das peças de base a simples junção por argamassa entre duas peças

cilíndricas mostrava-se inadequada e demonstrou algumas falhas. Para isso apresentou-se uma

solução baseada em cordões de solda ao longo das superfícies em contacto com a argamassa para aumentar a resistência ao deslize ( shear keys).

Figura 5 - Fixação da base monopile à estrutura de transição através de argamassa.

Segundo a norma se a conexão é para transmitir esforços axiais ela deve ser cónica (outro

método além dos cordões de solda) ou deve utilizar as shear keys (nunca a combinação dos

dois).

Outro aspecto abordado pela norma é a espessura das chapas a maquinar para a torre e o pilar.

No caso da turbina que estamos a analisar temos um pilar de diâmetro (D) de 5.6 m e uma

espessura (t) de 150 mm [3].

Relativamente ao monopile temos em consideração os seguintes aspectos quanto ao

dimensionamento:

Profundidade da água do local específico

Carregamentos sobre a turbina relativamente ao tamanho e peso

3 «An unintended force transfer through the temporary supports as a result of settlement in some grouted connections has led toconcernabout fatigue cracking in the structures which would lead to repair needs». [23]




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Propriedades do solo na localização específica

Carregamentos devido a correntes, ondas e marés

Custos de instalação

Tempo de instalação para um parque eólico

Torre

As torres são normalmente em aço tubular com cerca de 60 a 80m de altura. Consistem na

montagem de três secções no local. A torre tem de suportar o peso do rotor e o estator.

A montagem é auxiliada por navios especializados que além do transporte efectuam a

montagem. A torre é composta por três segmentos de anéis soldados em fábrica e em cada

extremidade do segmento temos flanges que serão aparafusadas no local (figura 6). A flange é

soldada em fábrica e a sua espessura varia de acordo com os parafusos sendo entre 100 a 300

mm. Os diâmetros dos parafusos são tipicamente M36 a M42, mas podem ir até M48 [5].

Figura 6 - Processo de construção da torre

Outros componentes - Pás

As pás são geralmente três e produzidas em epoxi reforçada com fibra de vidro, também aqui se

procura promover o mais baixo custo de modo a aumentar a competitividade. As exigências

nestes componentes são de uma boa resistência à fadiga de modo a resistir continuamente a




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cargas variáveis, a rigidez de modo a manter a pá longe da torre quando submetida ventos fortes.

O peso terá de ser o mais baixo possível para não prejudicar a pá e os componentes a que está

ligada e o formato o mais aerodinâmico possível. Deve ter ainda em termos de estrutura um bom

amortecimento e por fim um baixo impacto ambiental.

As pás desta turbina são feitas em fibra de vidro reforçada com resina epóxi usando uma patente

registada pela Siemens (integral blade process). Este processo permite a ausência de juntas o

que favorece a resistência e previne o aparecimento de defeitos. Além disso permitiu reduzir o

peso 20% em relação ao processo tradicional [6]. Pensava-se que seria possível atingir este peso

em relação ao seu tamanho apenas com fibra de carbono, mas a verdade é que foi possível

fabricá-la com fibra de vidro. Seria possível ainda descer o peso 10-20% com fibra de carbono

só que isso traria um acréscimo no preço o que colocaria em causa a eficiência do projecto [6].

4. Cargas nas estruturas de base da turbina

Normalmente as torres são tubulares cónicas, ou seja, o seu diâmetro aumenta na medida em

que nos aproximamos da base. As cargas que a torre sofre no topo são por isso diferentes das

que temos na base. A escolha duma estrutura cónica deve-se à sua eficiência dado que poupa

material e reduz a resistência ao vento nas zonas superiores da torre pois como iremos ver os

esforços a que ela está sujeita são menores a essa altitude não necessitando assim de diâmetros

maiores.

Podemos dividir as solicitações em termos de vante e ré assim como do tipo lateral. Temos

também momentos torsores.

Momento flector Vante – Ré

O momento flector vante – ré resulta da carga exercida sobre o rotor em conjunto com a força dovento na base.

Momento flector lateral

O movimento lateral é causado quando o vento muda de direcção e a unidade que muda a

direcção da turbina não funciona. Algumas acções do vento podem provocar este tipo de carga,

mas em geral é o momento flector vante – ré o que provoca mais solicitações.




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Momento torsor

Sempre que a direcção do vento muda a turbina alinha-se, este movimento que acontece no topo

da torre na ligação entre a torre e a turbina provoca um momento torsor.

Escolha de materiais para torre e base

Pelas normas podemos ver que se recomenda a escolha dos aços pela mais baixa temperatura

média diária assim como as estruturas externas acima da linha de água devem ser projectadas

para as temperaturas de serviço mais baixas registadas na área onde vão operar [4]. O aço a

utilizar é um S355N o mais utilizado actualmente [8] neste tipo de estruturas.

As propriedades do aço S355N encontram-se disponíveis na norma EN10025-3, é um aço de

construção soldável de grão fino e indicado para utiização à temperatura ambiente e a baixas

temperaturas.

Na tabela seguinte temos uma indicação da tensão de cedência a utilizar para as diferentes

espessuras, segundo os dados referidos anteriormente relativamente à espessura dos anéis a

tensão de cedência é de 295 Mpa.

Figura 7 - Momento flector Vante -Ré e lateral [7]




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Tabela 3 - Propriedades mecânicas para um aço S355N [9]

Cálculo do Coeficiente de Segurança

A seguinte imagem mostra os locais críticos em termos de momentos flectores. Iremos efectuar

um cálculo do coeficiente de segurança nos cortes A e B, sendo que em A temos um ponto

crítico que se encontra na ligação entre o monopile e a torre.

Figura 8 - Locais críticos na Eólica, zonas de análise e principais dimensões

88 m

≈110 m

Corte B

Corte A




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Os diferentes carregamentos a que a torre está sujeita são apresentados na figura 9, no entanto

para o nosso cálculo não se considerou:

A estrutura cónica da torre

O momento torsor

Carregamentos devidos à corrente, ondas, vento na torre e impulsão

Figura 9 - Origem dos carregamentos a que a torre está sujeita

Corte A na torre

Cálculo da tensão devida à flexão:

Para o cálculo do momento flector iremos considerar uma força do vento em condições

extremas concentrada equivalente a 3409 kN aplicada a 88 m da base que representará o pior

caso. Este valor foi obtido da literatura que estuda os momentos máximos e minimos na base da

torre em condições de vento extremo (ver Anexo 4) [10].

= × á = 88 × 3409 × 10 ≈ 300 . (1)




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Quanto à tensão do momento flector será calculada pela seguinte expressão:

ã = ×

=

×,

×,×, = 81,2 (2)

O momento de inércia é dado por [11]:

= × × (3)

onde t representa a espessura e r o raio do tubular. Aqui adoptamos a espessura da eólica em

estudo de 0,15 m.

A tensão mínima é dada pelo momento flector minimo que é de 20 MN.m:

ã = ×

=20 × 2,8

× 2,8 × 0,15 = 5,41

Para o cálculo do factor de segurança pelo critério de Soderberg sabemos que a Tensão

alternada () corresponde a:

= −

=

,−,

= 37,9 (4)

E a tensão média obtém-se da seguinte forma:

= +

=

,+,

= 43,3 (5)

Com a tensão de flexão e a tensão média, pelo critério de Soderberg temos a seguinte expressão:

≥

(6)

Para o cálculo do utilizamos a expressão:

= × × × × × × × (7)

Onde:

= 0,5 × (8)

Fazendo o cálculo de fomos obter o factor de carregamento à fadiga ( K l ) que iremos

considerar 1 por estarmos apenas a tratar de flexão [9]. A consulta dos dados relativos aos K’s

encontra-se disponível nos apontamentos da disciplina [9].




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Para o factor de acabamento superficial ( K a) como temos um processo de calandragem [12]

iremos seguir a curva “ Hot rolled ” para uma tensão de rotura 0,45 GPa (tabela 3). Olhando o

gráfico temos um K a= 0,65. Para o cálculo do factor de correcção de dimensão K b iremos

utilizar a expressão seguinte em que o diâmetro será a espessura 0,15 m. Este valor encontra-seentre 8 mm e 250 mm logo utilizaremos a expressão dada [9]:

= 1,189 × 0,15−, = 1,43 (9)

Para o factor de fiabilidade K c iremos adoptar 50% que corresponde ao valor 1. Para o factor de

temperatura, dado o ambiente a operar usaremos a menor temperatura que resulta num K d =1.

Como iremos estudar a base da torre sem entalhe não iremos considerar factor de correcção para

concentração de tensões K e. A tensão normal corrigida resulta assim em:

= 1 × 0,65 × 1,43 × 1 × 1 × 0,5 × 450 = 209,13

O factor de segurança na zona de diâmetro maior na torre é:

1

≥

43,3

295

37,9

209,13 ↔ ≤ 3,05

Podemos ver que o valor do factor de segurança é influenciado pela espessura de 0,15 m. Este

valor elevado de espessura é considerado para compensar algum desgaste por corrosão.

A zona crítica encontra-se na transição entre o monopile e a torre, o cálculo da secção no

monopile baseia-se nas dimensões da figura




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Figura 10 - Dimensões típicas nos monopiles

Pela imagem podemos ver que a zona Lg apresenta um reforço dado que se trata de uma zona de

transição.

Corte B

O corte B localiza-se no fundo oceânico, calculou-se o momento neste ponto para a mesma

força concentrada:

= × á = 110 × 3409 × 10 = 375.

Utilizando a espessura do monopile e o seu raio agora com um momento maior temos:

ã á =

×

=

375 × 2,75

× 2,75 × 0,15 = 105,22




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= 1 × 0,65 × 1,43 × 1 × 1 × 0,5 × 450 = 209,13

Usando as mesmas equações para tensão alternada e tensão média temos o seguinte coeficiente

de segurança:

1

≥

56,39

295

48,8

209,13 ↔ ≤ 2,35

5. Cálculo do factor de segurança em ligações aparafusadas

As ligações aparafusadas apresentam enorme importância no projecto, sabemos que os anéis são

soldados e como referimos existem três secções montadas no local e em cada uma temos uma

flange em L que é aparafusada à anterior (figura 12).

No interior da torre serão utilizados 116 parafusos, isto se considerarmos uma flange central [5].

O parafuso que iremos considerar para os cálculos será o M42 da classe de resistência 10.9 [8].

Pela classe de resistência podemos retirar a tensão limite de elasticidade:

= 10 × 9 = 90 × 10 = 900 / (10)

Figura 11 - Aspecto da flange interior em L

Pela tabela dada na figura 13 sabemos que temos uma pré-tensão de 510kN em cada parafuso e

pela seguinte fórmula podemos calcular o momento de aperto [13]:

= 0,2 × × = 0,2 × 510 × 10 × 4 2 × 1 0− = 4284 . (11)




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A tensão no parafuso considerada será apenas a força de tracção provocada pelo momento de

aperto. A tensão normal no parafuso será:

= ×

× = 454 (12)

Podemos obter assim o factor de segurança:

≥ ↔ ≤

900

454 ↔ ≤ 1,98

Figura 12 - Tabela relativa às propriedades dos parafusos usados em turbinas [14]




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6. Análise da soldadura dos anéis

A fabricação de torres envolve um processo de calandragem de chapas espessas. No caso que

aqui tratamos a espessura é de 150 mm. Sabemos que a espessura vai diminuindo à medida que

subimos na torre. Os anéis requerem soldadura longitudinal externa e interna e para formar a

torre estes anéis tem de ser soldados uns aos outros.

A construção típica

A construção de turbinas eólicas, em particular a torre, utiliza uma quantidade substancial de

material de soldadura. Os procedimentos de soldagem e consumíveis podem variar com base na

altura, design e localização.

As torres tipicamente consistem em três ou quatro partes fabricadas, cada uma com 3-5 metros

de diâmetro e até 30 m de comprimento. As secções são soldadas com soldas de topo multipasse

feitas por solda a arco submerso. As secções menores são soldadas numa grande linha de

montagem chamada linha crescente. Depois de montar as secções, elas são transportadas para o

local de instalação, erguidas no lugar, e aparafusadas.

Os requisitos de soldagem da torre offshore tem em consideração o grande tamanho da torre e

naceles associados bem como o aço mais grosso necessário para a força e resistência à fadiga. A

utilização de secções de aço mais grossas com maiores juntas soldadas requer o uso de um

maior volume de consumíveis de soldagem, exigindo, portanto, soldagem adicional. Isso

adiciona tempo e custo ao trabalho. A soldadura de chapas mais espessas é por isso um desafio à

produção. Algumas soluções aumentam o controlo da soldadura de modo a que seja possível

altas taxas de depósito em comparação com a tecnologia convencional [15]. Adicionalmente

vários métodos podem ser utilizados de forma a usar múltiplos arcos aumentando as taxas de

depósito e reduzir o número de passagens para preencher a junta.

A alta espessura da placa está relacionada com as condições ambientais extremas assim como o

tipo de aço, o depósito de solda deverá ser igualmente de aço de alta resistência.




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Figura 13 - Processo de soldadura por arco submerso na junção dos anéis

O tipo de fluxo utilizado na indústria de eólicas é o OK Flux 10.72 da ESAB e o fio utilizado

um OK Autrod 12.20. Os dados acerca deste produto estão presentes no Anexo 3.

A soldadura que iremos fazer referência é a que une a flange ao anel da torre como se pode ver

na figura 15.

Figura 14 - Zona de soldadura na flange em pormenor

http://www.windpowerengineering.com/wp-content/uploads/2010/10/fastening1.jpeg




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Quanto à percentagem do material de base temos a indicação das normas que o mínimo a

cumprir é 0,75 do material de base.

Figura 15 -Indicação da percentagem do material de base

Os esforços identificados no tubular são os relativos à flexão sendo que a tensão normal axial,

identificada na tabela para a flange mais inferior é de 2,38 × 10 (tabela 5).

Optando por 0,75 do material de base, o valor mínimo das normas [16], podemos obter a tensão

admissível no cordão:

ã = ,×

(13)

O segundo momento de área para junta soldada ao longo do tubo é dado pela seguinte equação:

= × (14)

Considerando o momento flector calculado anteriormente fomos somar as tensões presentes no

cordão. Como se trata de soldadura por arco imerso consideramos para a espessura do cordão

(a) os 150 mm.

ã = ã =

×

× =

2,38 × 10

(2,8 2,725)

6 6 × 1 0 × 0,075

× 2,8 × 0,15 =

17,1 0,47 = 17,57 (15)

17,57 ≤ ,×

↔ ≥ 12,59 (16)




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O coeficiente de segurança encontra-se na ordem dos 12 e os cordões com espessuras na ordem

dos 45 mm. Os processos de produção gerais utilizam no final da soldadura a rebarba que

procura reduzir as tensões. Neste tipo de indústria são utilizados robots que suavizam as zonas

de transição em cada lado da soldadura, além disso é possível fazer a inspecção da soldaduraatravés dos mesmos [17].

Tabela 4 - Forças axiais em diferentes pontos da turbina

7. Corrosão em turbinas offshore

Nesta parte iremos tratar dos tipos de corrosão existentes nas turbinas e como detectar e

controlar este problema. A redução dos custos inerentes aos processos de corrosão obtém-se

através da detecção precoce dos mecanismos de corrosão.




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Temos corrosão influenciada e acelerada pela interacção entre actividade microbiológica e os

materiais de construção.

Abaixo da mais baixa linha de água temos problemas de corrosão devido ao crescimento de

colónias de bactérias, como solução existe a protecção catódica em forma de ânodos de

“sacrificio” ou corrente imposta. Outra solução pode passar pelo revestimento.

Outra técnica usada para controlo da corrosão é a introdução de sensores, na nacele temos um

sensor de corrosão, na torre um sensor de controle do revestimento e nos locais abaixo da linha

de água sensores de corrosão biológica. A recolha deste dados permite uma melhor prevenção e

controlo.

Veio

Engrenagens

Torre

Portas, escadas

Peça de transição

Monopile

Figura 16 - Zonas sensíveis à corrosão

Figura 17 - Tipos de incrustações e corrosão




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Como podemos ver pela tabela são aplicadas diferentes camadas de revestimento de diferentes

tipos conforme a zona de exposição.

A norma ISO12944 distingue 5 categorias de corrosão: C1 – muito baixo; C2 – baixo; C3 –

Médio; C4 – Alto; C5-I – Muito alto (para ambientes industriais); C5-M Muito alto (para

ambientes marítimos) [18].

Em termos de durabilidade exigida à pintura, a norma estabelece para o nível baixo cerca de 2 a

5 anos, para o médio 5 a 15 anos e alto cerca de 15 anos. As turbinas offshore encontram-se no

nível C5-M com durabilidade prevista de 15 anos. Para cada gama de temperaturas temos

diferentes materiais de aplicação. Para a gama de temperaturas das turbinas acima da linha de

água temos Epoxy e Poliuretano e ainda epoxy fosfato ou silicato de zinco.

Para a parte imersa utiliza-se apenas Epoxi ou Epoxi reforçada com fibra de vidro. Nas tabelas

seguintes temos informação consoante a zona da espessura a aplicar e do revestimento a utilizar.

Tabela 5- revestimento aplicado em diferentes zonas das turbinas e tempo de vida

A norma DNV – OS-J101-2010 [4] define as zonas de exposição, por Atmospheric Zone

entende-se a as estruturas e componentes expostos à zona atmosférica, como Splash Zone temos

a zona que suporta a torre que é de forma intermitente exposta ao ar e imersa pelo mar. Por fim

Submerged zone são os componentes submersos e que devem ser principalmente defendidos da

corrosão por protecção catódica. O uso de revestimento é opcional.

Tendo como base o catálogo da Hempel [19] na tabela seguinte escolhemos para a torre osistema 1 que cumpre o mínimo de 320μm.




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Tabela 6 - para estruturas categoria C5-M ao ar livre

Para a zona intermédia de salpicos onde se encontra a peça de transição esta marca desenvolveuum produto específico (Hempadur multi-strength 35460) que cumpre com as específicações da

norma.

Tabela 7 - Sistemas de pintura para estruturas imersas

Para a zona imersa na tabela 7 temos o sistema 1 que cumpre com a espessura pedida. Em

alternativa pode ser utilziada protecção catódica.




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8. Considerações finais

Com este trabalho foi possível acompanhar alguns aspectos importantes do projecto de uma

turbina offshore em especial nas estruturas estudadas (torre e no monopile). Das análises que

fizemos ao factor de segurança verificamos a influência de algumas variáveis tais como a

espessura da torre e a transição entre a torre e o monopile.

No estudo de ligações aparafusadas foi possível estudar as tensões envolvidas no aperto para

que exista segurança assim como os processos utilizados.

Estudamos os processos de soldadura dos anéis que constituem a torre e os desafios à soldadura

para grandes espessuras. Foi analisado o factor de segurança na soldadura entre a flange e o anel

que apresentou um coeficiente de segurança elevado.

Por fim estudamos os processos de corrosão nas turbinas offshore aspecto importante no

projecto em que temos de ter em conta o ambiente de operação.

Em todos os estudos foi possível consultar as diferentes normas existentes para estas estruturas.

No que toca à protecção da corrosão consultamos um catálogo de revestimentos e tendo presente

as normas que regulam a pintura destas estruturas foram escolhidas soluções para diferentes

zonas. Este estudo permitiu conhecer o processo corrosivo em ambiente marítimo.




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18 Junho 2015].

[13] V. F. Correia, ORGÃOS DE MÁQUINAS:Ligações aparafusadas, Paço de Arcos:ENIDH, 2005.

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fabrication-of-offshore-wind-towers/. [Acedido em 19 Maio 2015].

[16] DNV, Design of Floating Wind Turbine Structures, DET NORSKE VERITAS AS, 2013.

[17] Fanuc, “Robotic Automation for the Fabrication of Wind Turbine Power Generators,”Fanuc, Agosto 2009. [Online]. Available: http://robot.fanucamerica.com/robotics-

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[18] ISO, “Protective paint systems,” em Paints and varnishes — Corrosion protection of steel

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[19] Hempel, “How to select the right paint system,” Hempel, Lyngby.




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[20] European Comission, “Energy research,” European Comission, [Online]. Available:

http://ec.europa.eu/research/energy/print.cfm?file=/comm/research/energy/nn/nn_rt/nn_rt_

wind/article_1101_en.htm.

[21] Siemens, “Six-Megawatt Wind Turbine without Gearbox,” Siemens, [Online]. Available:

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[22] E. Eilam, Reversing: Secrets of Reverse Engineering, Indianapolis: Wiley Publishing,

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[23] M. Roggen, “Improving wind turbine support structures,” Offshore wind energy, pp. 20-

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[24] ESAB, “Efficient welding in the wind tower manufacturing industry,” Outubro 2005.

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[Acedido em 12 Maio 2015].

[25] J. Rondal, K.Wurker, D.Dutta, J.Wardenier e N. Yeomans, Structural Stability of Hollow

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[26] P. W. Sarli, A. Yamaguchi e T. Ishihara, “Load estimation of an offshore wind turbine

support structure during operation and validation by measurement,” em EWEA Offshore2015, Copenhagen, 2015.

[27] W. Wallace, “Applied Bolting & Germanischer Lloyd Work Together For Wind Turbine

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9. ANEXO 1




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10. ANEXO 2




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11. ANEXO 3




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12. ANEXO 4

Projecto turbina Offshore

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